Đặc điểm địa hóa đá mẹ khu vực các giếng nước sâu bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 8 - 2020, trang 26 - 33
ISSN 2615-9902

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA ĐÁ MẸ KHU VỰC CÁC GIẾNG NƯỚC SÂU
BỂ NAM CÔN SƠN VÀ TƯ CHÍNH - VŨNG MÂY
Nguyễn Thị Oanh Vũ, Nguyễn Thị Tuyết Lan, Phan Văn Thắng, Nguyễn Thị Thanh Ngà
Viện Dầu khí Việt Nam
Email:

Tóm tắt
Bài báo sử dụng kết quả phân tích địa hóa như nhiệt phân Rock-Eval, tổng carbon hữu cơ, phản xạ vitrinite, sắc ký khí, sắc ký khí ghép
khối phổ... để tổng hợp và đánh giá đặc điểm đá mẹ các giếng nước sâu thuộc bể Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây. Đá mẹ Miocene
dưới và Oligocene trong khu vực nghiên cứu có độ giàu vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon từ trung bình đến tốt, nguồn gốc
vật chất hữu cơ khá tương đồng với các giếng nước nông lân cận. Mô hình trưởng thành cho thấy các tập đá mẹ Miocene dưới và Oligocene
đã và đang trong quá trình sinh dầu và khí.
Từ khóa: Đá mẹ, Miocene dưới, Oligocene, trưởng thành nhiệt, bể Nam Côn Sơn, bể Tư Chính - Vũng Mây.

1. Giới thiệu
Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000
km , ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng
Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat
- Natuna, phía Đông Bắc là bể Phú Khánh, tiếp
giáp về phía Đông bể Nam Côn Sơn là bể Tư
Chính - Vũng Mây với diện tích rộng và cấu trúc
địa chất phức tạp [1 - 3]. Độ sâu mực nước biển
của khu vực này thay đổi rất lớn, từ vài chục mét
ở phía Tây đến hơn 1.000 - 2.800 m ở phía Đông.
Tại Lô 05-2, các nhà thầu đã tiến hành khoan

thăm dò 2 giếng, độ sâu mực nước biển lần lượt
là 682 m và 569 m. Về phía Nam bể Nam Côn
Sơn, có 2 giếng nước sâu là 07-3-C-1X và 07-3C-3X. Càng về phía Đông, độ sâu mực nước biển
càng thay đổi rõ rệt. Tại Lô 136 (bể Tư Chính Vũng Mây), các giếng 136-D-1X và 136-E-1X có
mực nước biển thay đổi đến hơn 800 m. Ngoài
ra, còn có các giếng 130-F-1X và 131-G-1X- cũng
là giếng khoan nước sâu ở Lô 130, 131 với mực
nước biển đến hơn 1.000 m.
2

chỉ số hydrogen HI... được sử dụng nhằm đánh giá đặc điểm đá
mẹ ở khu vực nghiên cứu: độ giàu vật chất hữu cơ, tiềm năng sinh,
loại kerogen… Bài báo sử dụng các kết quả phân tích địa hóa của
các giếng khoan nước sâu thuộc Lô 05-2, Lô 07-3, Lô 136 và Lô 130,
Lô 131, tập trung vào các mặt cắt trầm tích tuổi Oligocene đến
Miocene dưới là những đối tượng tìm kiếm thăm dò chính ở khu
vực Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây. Các tài liệu địa hóa, địa
tầng… trong vùng nghiên cứu cũng được tham khảo và liên kết
với tài liệu phân tích mẫu.

2. Đặc điểm địa hóa đá mẹ
2.1. Chất lượng đá mẹ
Các chỉ tiêu địa hóa cơ bản như TOC, S1, S2,
Ngày nhận bài: 20/3/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 24/3 - 28/4/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 20/7/2020.

26

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

Hình 1. Vị trí khu vực nghiên cứu


PETROVIETNAM

Bảng 1. Phân loại đá mẹ theo độ giàu vật chất hữu cơ (Geochem Group Limited)
TOC
(% khối lượng)

Đá sinh
Sét kết
< 0,5
0,5 – 1
1–3
3–5
>5

Nghèo
Trung bình
Tốt
Rất tốt
Cực tốt

S2
(kg/T đá)
Carbonate
< 0,25
0,25 – 0,5
0,5 – 1
1–2

>2

<2
2–3
3–5
5 – 10
> 10

Bảng 2. Tổng hợp thông số TOC, Rock-Eval
Trầm tích

Miocene dưới

Thành phần
thạch học

Sét kết/sét bột kết

Than
Sét kết/sét bột kết
Oligocene
Than/sét than

Lô
05-2
07-3
130
131
136
05-2

07-3
130
131
136
07-3
136

Để đánh giá mức độ giàu, nghèo vật chất hữu cơ
có thể sử dụng bảng phân loại đá mẹ theo các bậc hàm
lượng khác nhau từ nghèo, trung bình đến tốt, rất tốt và
cực tốt (Bảng 1). Theo đó, sét kết trầm tích Miocene dưới
trong khu vực nghiên cứu ở các lô này có độ giàu vật chất
hữu cơ từ trung bình đến tốt, tổng hàm lượng carbon hữu
cơ trung bình (TOCtb) từ 0,69 - 1,23% khối lượng (Bảng 2).
Một số mẫu giếng khoan 07-3-C-1X thể hiện tiềm năng
sinh rất tốt với chỉ số S2 dao động trong khoảng 5 kg/T. So
với các giếng ở bể Nam Côn Sơn, vật chất hữu cơ trong các
giếng khoan ở Lô 136 (bể Tư Chính - Vũng Mây) thể hiện
độ giàu và tiềm năng sinh hydrocarbon kém hơn.
Sét kết trầm tích Oligocene khu vực nghiên cứu phân
bố ở các lô 07-3, 130, 131, 136. Các phân tích nhiệt phân
[4 - 10] cho thấy vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligocene
có độ giàu từ trung bình đến rất tốt (TOC = 0,77 - 3,58%
khối lượng), tiềm năng sinh hydrocarbon phân bố trong
khoảng rộng, từ nghèo - trung bình đến cực tốt (S2 = 1,20
- 12,83 kg/T). Chất lượng vật chất hữu cơ tập trầm tích này
tương đối tốt hơn so với trầm tích Miocene dưới ở các lô
tương ứng (Bảng 2). Biểu đồ tiềm năng sinh (Hình 2) thể
hiện trầm tích Miocene dưới và Oligocene phân bố trong
vùng có khả năng sinh dầu là chính. Đá mẹ tại các giếng

khoan chứa chủ yếu kerogen loại II/III, cho khả năng sinh
dầu và khí.

TOCtb
(% khối lượng)
1,10
1,23
0,96
1,02
0,69
79,42
1,68
1,14
1,07
1,28
70,16
53,06

S2tb
(kg/T)
4,11
3,19
3,39
3,50
2,89
329,84
4,94
5,64
5,04
3,93

221,46
155,37

HItb
(mgHC/gTOC)
375
255
368
345
394
416
289
515
471
307
312
282

Bên cạnh các mẫu sét kết, các mẫu than/sét than cũng
được tìm thấy ở trầm tích Miocene dưới và Oligocene.
Mẫu than tập trầm tích Miocene dưới nằm ở khu vực Lô
05-2 có độ giàu vật chất hữu cơ và tiềm năng sinh khí cực
tốt (TOC = 66,70 - 87,90% khối lượng, S2 = 302,91 - 396,02
kg/T). Trong khi đó, than/sét than tập trầm tích Oligocene
chủ yếu là mẫu ở khu vực Lô 07-3 và Lô 136.
Nguồn gốc vật chất hữu cơ trong trầm tích Miocene
dưới và Oligocene được xác định dựa trên cơ sở xác định
các dấu vết sinh vật. Tỷ số Pristane/Phytane từ kết quả
phân tích sắc ký được dùng để chỉ mức độ oxy hóa của
môi trường chôn vùi vật liệu sinh. Ở điều kiện giàu oxy,

các sản phẩm hydrocarbon có xu hướng giàu thành phần
Pristane và ngược lại, Phytane được tạo thành từ sự khử
Phytone ở môi trường nghèo oxy [11]. Ngoài ra, phân tích
sắc ký khí ghép khối phổ của phân đoạn hydrocarbon no
cũng xác định các dấu vết sinh vật, đặc biệt là các dải phân
bố của các triterpane (m/z 191) và sterane (m/z 217) được
sử dụng rất hữu hiệu trong việc xác định các đặc trưng
cho nguồn vật liệu của vật chất hữu cơ. Oleanane được
xác định trên dải phân bố triterpane, có nguồn gốc từ thực
vật bậc cao là các cây có hoa hạt kín của vật liệu sinh tuổi
Cretaceous muộn đến hiện tại, khá bền vững với tác động
của độ trưởng thành nhiệt, là cấu tử đặc trưng cho nguồn
vật liệu hữu cơ được tách ra từ thực vật bậc cao [11]. Trên
DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

27


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Nghèo
1000

Mẫu than

Nghèo

1

0,1

0,1

1
10
Tổng carbon hữu cơ % khối lượng

05-2-A-1X
05-2-B-1X
07-3-C-3X
131-G-1X
136-D-1X ST1

100

05-2-A-1X (than)
07-3-C-1X
130-F-1X
136-D-1X
136-E-1X

Mẫu than/sét than

100

Tốt
Trung
bình

10

1
Nghèo

Trung
bình

Sin
hk
hí

Tốt

10

Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136

Sin
hk
hí

Sin
hd
ầu

100

Rất tốt

Sin
hd
ầu

Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136

Trung Tốt
bình

Rất tốt

Rất tốt

Rất tốt

Tổng tiềm năng hydrocarbon (S1 + S2) - kg/T

Trung Tốt
bình

Tổng tiềm năng hydrocarbon (S1 + S2) - kg/T

Nghèo

1000

0,1
0,1

1
10
Tổng carbon hữu cơ % khối lượng

100

07-3-C-1X

07-3-C-3X

130-F-1X

131-G-1X

136-D-1X

07-3-C-1X (than)

07-3-C-3X (than)

136-D-1X (than)

(a)

(b)

Hình 2. Biểu đồ tiềm năng sinh trầm tích Miocene dưới (a), Oligocene (b)

dải phân bố sterane, các cấu tử sterane C27, C28, C29 là sản
phẩm được chuyển đổi tương ứng từ những sterols của
tảo, động vật và thực vật bậc cao. Nồng độ tương đối
cao của sterane C29 so với sterane C27, sterane C28 là dấu
hiệu đóng góp phong phú của thực vật thượng đẳng vào
nguồn vật chất hữu cơ ban đầu [12]. Theo các tài liệu phân
tích mẫu [4 - 10], các mẫu sét kết/sét bột kết ở Lô 05-2
và 07-3 có tỷ số Pristane/Phytane cao > 3 (Pr/Phy = 3,07
- 8,50) chỉ thị cho môi trường oxy hóa cao. Đồng thời kết
quả phân tích dấu vết sinh vật của các mẫu này cho thấy
có sự hiện diện với hàm lượng cao của oleanane cũng như
sự nổi trội của sterane C29 (sterane C29 >> các sterane C27,
C28) thể hiện sự ưu thế của vật chất hữu cơ có nguồn gốc
thực vật bậc cao (Hình 3 và 4). Tương tự, ở giếng khoan
136-D-1X/1X-ST1, đá mẹ có nguồn vật liệu sinh chủ yếu từ
thực vật bậc cao với sự xuất hiện của tảo. Riêng mẫu giếng
khoan 136-E-1X xuất hiện các hợp chất tricyclic terpane
với nồng độ thấp, sterane C27 vượt trội so với sterane C28,
sterane C29 (sterane C27 >> các sterane C28, C29) cho thấy sự
đóng góp đáng kể của tảo vào nguồn gốc vật chất hữu cơ
ban đầu.

28

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

Ngoài ra, nhóm tác giả cũng tiến hành liên kết giếng
khoan nước sâu với các giếng nước nông, khu vực liên

kết tập trung chủ yếu giữa giếng nước sâu Lô 05-2 với các
giếng nước nông Lô 05 lân cận. Tài liệu phân tích địa hóa
của Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) cho thấy vật chất hữu cơ
trong đá mẹ Miocene dưới và Oligocene các giếng nước
nông chứa chủ yếu kerogen loại II/III, với tỷ phần kerogen
loại II trong các giếng nước sâu tương đối cao hơn các
giếng nông. Loại vật chất hữu cơ trong các giếng liên kết
cũng có đặc trưng tương tự như các giếng khoan nước
sâu, thành phần chủ yếu là thực vật bậc cao có sự xuất
hiện của tảo, có thể nhận thấy tính lục địa của vật chất
hữu cơ trong mẫu các giếng nước nông có xu hướng cao
hơn ở các giếng nước sâu (Hình 5).
2.2. Độ trưởng thành vật chất hữu cơ
Mức độ trưởng thành của vật chất hữu cơ thường
được đánh giá dựa trên độ phản xạ vitrinite của mẫu lấy
tại vị trí giếng khoan, giá trị độ phản xạ vitrinite (%Ro)
thông thường là giá trị phổ biến nhất được đo trên mỗi
mẫu. Độ phản xạ vitrinite Ro đạt từ 0,55% thì vật chất hữu
cơ đã bước vào giai đoạn trưởng thành; khi vật chất hữu


10
oxy
h

n

ở
Trư

óa

Tăn
g

tín

0,1

0,1

1

1

10

50

0,1

0,1

hử

1

Vật chất hữu cơ biển
(tảo ở môi trường khử)

Vật chất hữu cơ hỗn
hợp (đới chuyển tiếp)

10

50

Phytane/nC18

Phytane/nC18
05-2-A-1X
05-2-B-1X
136-D-1X
131-G-1X

Đầm lầy (môi trường)

hk

Ph

ân
h

ủy
s

1

óa

inh

hử

oxy
h

ủy
s

hk

tính

ân
h

tín

inh

Tăn
g

Tăn
g

nh

hà
gt

Ph

Pristane/nC17

tính

Pristane/nC17

g

ởn
Trư

Tăn
g

nh

thà

vật

10

Vật chất hữu cơ lục địa

Lô 136

vật

Lô 130
Lô 131

100

Vật chất hữu cơ biển
(tảo ở môi trường khử)

Lô 07-3

Vật chất hữu cơ hỗn
hợp (đới chuyển tiếp)

Lô 05-2

Đầm lầy (môi trường)

100

Vật chất hữu cơ lục địa

PETROVIETNAM

05-2-A-1X (than)
07-3-C-3X
130-F-1X

07-3-C-1X

07-3-C-3X

136-D-1X
131-G-1X
07-3-C-3X (than)

130-F-1X
07-3-C-1X (than)

(a)
(b)
Hình 3. Biểu đồ Pristane/nC17 và Phytane/nC18 trầm tích Miocene dưới (a), trầm tích Oligocene (b)

cơ bị chìm sâu và Ro đạt ngưỡng trên 0,72% mới bắt đầu
sinh dầu mạnh. Bên cạnh đó, kết quả phân tích nhiệt phân
Rock-Eval (Tmax) cũng được sử dụng để đánh giá mức độ
trưởng thành nhiệt, tuy nhiên đôi khi các kết quả phân
tích bị ảnh hưởng bởi sự thay đổi tướng, tái trầm tích hay
mẫu nhiễm bẩn. Ngoài ra, các giếng khoan trong vùng
nghiên cứu có độ sâu mực nước biển dao động lớn nên
các đánh giá về độ sâu đạt ngưỡng trưởng thành cần lưu
ý đặc điểm này.
Tài liệu phân tích độ phản xạ vitrinite và nhiệt phân
Tmax [4 - 5] cho thấy tập trầm tích Miocene dưới giếng
khoan A-1X và B-1X khu vực Lô 05-2 chớm trưởng thành
đến trưởng thành (Hình 6). Tại khu vực phía Bắc của Lô 052, đá mẹ Miocene dưới giếng khoan 05-2-A-1X đạt ngưỡng
trưởng thành (giá trị Ro ~ 0,55%) ở độ sâu hơn 2.800 m. Tại
khu vực phía Đông Nam Lô 05-2, đá mẹ giếng khoan 052-B-1X đạt ngưỡng trưởng thành ở độ sâu hơn 3.500 m.

Ở khu vực Lô 07-3, vật chất hữu cơ trong giếng khoan 073-C-1X bắt đầu bước vào ngưỡng trưởng thành ở độ sâu
hơn 3.100 m, đá mẹ giếng khoan 07-3-C-3X trưởng thành
ở độ sâu nông hơn. Độ sâu mực nước biển thay đổi khá
lớn về phía Đông (khu vực Lô 136) nên độ sâu đạt ngưỡng

trưởng thành khu vực này có sự thay đổi đáng kể khi tính
đến độ sâu mực nước biển. Đá mẹ giếng khoan 136-D-1X
bắt đầu vào ngưỡng trưởng thành ở độ sâu tương đương
hơn 3.200 m. Nhìn chung, vật chất hữu cơ trong đá mẹ
ở dưới trầm tích Miocene dưới giếng khoan 136-D-1X
và 136-E-1X đã trưởng thành nhiệt. Về phía Bắc bể Nam
Côn Sơn, mẫu thuộc khu vực giếng khoan Lô 130 và 131
bị nhiễm bẩn bùn khoan khá nhiều, tài liệu phân tích độ
phản xạ vitrinite của các mẫu đá giếng khoan 130-F-1X
cho thấy tập trầm tích Miocene dưới và Oligocene ở giếng
khoan này chỉ ở mức chớm trưởng thành nhiệt (%Ro <
0,55%). Trong khi đó, các mẫu khu vực giếng khoan 131G-1X thể hiện giá trị phản xạ vitrinite cao hơn, vật chất
hữu cơ đủ độ trưởng thành từ khoảng độ sâu 1.500 m trở
xuống.
Mô hình địa hóa dự báo cho thấy các tập đá mẹ
Oligocene, Miocene dưới đã và đang trong quá trình sinh
dầu và khí (độ sâu ranh giới các ngưỡng tạo sản phẩm của
đá mẹ xác định sau khi đã loại trừ mực sâu nước biển). Kết
quả mô hình là sự kết hợp nhiều thông số liên kết, để cho
ra kết quả tối ưu nhất. Mô hình trưởng thành được xây
dựng nhằm khôi phục lịch sử chôn vùi trầm tích cũng như
DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

29

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

C 28 %
100 0
20
40

40

0
100
%

C 27

60

80

60

40

40
80

LỤC ĐỊA

CỬA SÔNG

BIỂN MỞ

20

60

ĐẦM HỒ

SINH VẬT TRÔI NỔI

20

80

THỰC VẬT
BẬC CAO

40

20

20
100
0
C 29 %

Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130

Lô 131
Lô 136

C 27

0
100
%

60

ĐẦM HỒ

BIỂN MỞ

80

60

80

LỤC ĐỊA

60

100 0

CỬA SÔNG

80

C 28 %

07-3-C-1X
07-3-C-3X
136-D-1X
07-3-C-1X (Than)
07-3-C-3X (Than)
136-D-1X (Than)

SINH VẬT TRÔI NỔI

05-2-A-1X
05-2-B-1X
07-3-C-1X
07-3-C-3X
136-D-1X
136-D-1X ST1
136-E-1X
05-2-A-1X (Than)

THỰC VẬT
BẬC CAO

40

100

20

0
C 29 %

Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136

(a)

(b)

Vật chất hữu cơ biển
(tảo ở môi trường khử)

oxy
h

óa

hk

hử

sin
nh
Ph
â

20
0
100

0,1 0,1

1

10

50

Phytane/nC18
05-2-A-1X
07-3-C-1X
07-3-C-3X (than)
136-E-1X
05-1a-LK2-1X (than)

05-2-A-1X-than
07-3-C-3X
130-F-1X
05-1a-LK1-1X

40
ĐẦM HỒ

40

ủy

1

20

80

05-2-B-1X
07-3-C-1X-than
131-G-1X
05-1a-LK1-1X (than)

C 27 %

80

BIỂN MỞ
60

60
80

LỤC ĐỊA

tín

100 0

60

SINH VẬT TRÔI NỔI

Tăn
g

Pristane/nC17

tính

C 28 %

CỬA SÔNG

nh

hà

gt

ởn
Trư

Tăn
g

05-2-A-1X
05-2-B-1X
07-3-C-1X
07-3-C-3X
136-D-1X

136-D-1X ST1
136-E-1X
05-1a-LK1-1X
05-1a-LK2-1X

hv
ật

10

Vật chất hữu cơ hỗn
hợp (đới chuyển tiếp)

Vật chất hữu cơ lục địa

100

Đầm lầy (môi trường)

Hình 4. Biểu đồ sterane C27 ,C28 ,C29 trầm tích Miocene dưới (a), trầm tích Oligocene (b)

THỰC VẬT BẬC CAO

40

Lô 05-2
Lô 07-3
Lô 130
Lô 131
Lô 136

Giếng nước nông

20

100
0
C 29 %

(a)
(b)
Hình 5. Biểu đồ Pristane/nC17 và Phytane/nC18 trầm tích Miocene dưới và Oligocene của giếng khoan nước sâu và nước nông lân cận (a), Biểu đồ sterane C27 , C28 , C29 trầm tích Miocene
dưới và Oligocene của giếng khoan nước sâu và nước nông lân cận (b)

quá trình sinh dầu, khí của đá mẹ chứa giàu vật chất hữu
cơ. Dữ liệu đầu vào gồm thành phần thạch học, sự kiện địa
chất, đặc điểm đá mẹ và các tham số điều kiện biên (dòng
nhiệt, độ sâu mực nước cổ, nhiệt độ bề mặt trầm tích theo
30

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

từng giai đoạn...). Số liệu đo tại giếng khoan (giá trị nhiệt
độ, áp suất, độ phản xạ vitrinite) được dùng hiệu chuẩn
cho kết quả mô hình [3].


PETROVIETNAM

0,72

1000

0,55

0,45

%Ro
A -1 X (Miocene dưới)
B -1 X (Miocene dưới)
C -1 X (Miocene dưới)
C -3 X (Miocene dưới)
D -1 X (Miocene dưới)
F -1 X (Miocene dưới)
G -1 X (Miocene dưới)
D -1 X ST 1 (Miocene dưới)
E -1 X (Miocene dưới)
C-1X (Oligocene)
C-3X (Oligocene)
D-1X (Oligocene)
F-1X (Oligocene)
G-1X (Oligocene)

2000

Đ ộ sâu (m)

3000

4000

Cửa sổ tạo dầu

Trưởng thành

Chớm trưởng thành

6000

Chưa trưởng thành

5000

Hình 6. Giá trị phản xạ vitrinite theo độ sâu mẫu từ đáy biển

tạo sản phẩm. Hiện tại, đá mẹ Miocene dưới
đã đạt trưởng thành và bắt đầu sinh dầu, khí.
Khu vực các đới nâng, nơi vắng mặt trầm tích
hoặc trầm tích vát mỏng hiện tại đá mẹ vẫn
chưa vào ngưỡng trưởng thành (Hình 7).
Vị trí giếng khoan 131-G-1X trên Tuyến
2 (Hình 8) cho thấy đá mẹ Oligocene gần
như trải qua các pha tạo sản phẩm. Hiện
tại, trên mặt cắt trưởng thành vật chất hữu
cơ qua Tuyến 2 cho thấy đá mẹ Oligocene
và Miocene dưới đã vào pha cửa sổ tạo dầu
(khoảng độ sâu 2.500 - 3.500 m), ngoại trừ
đá mẹ Oligocene (phần dưới sâu) đang tạo
khí khô (độ sâu > 5.800 m). Các vị trí khác
(khu vực nông hơn) độ trưởng thành đá mẹ
vẫn chưa đạt ngưỡng. Giếng khoan 05-2-B1X có mặt trên Tuyến 6, đá mẹ Oligocene

đã trưởng thành đang trong pha sinh dầu
ở độ sâu dưới 3.500 m, một phần chớm vào
pha khí ẩm. Vị trí trung tâm mặt cắt, đá mẹ
Oligocene vào pha tạo khí khô độ sâu dưới
6.400 m. Đá mẹ Miocene dưới đạt trưởng
thành và vào pha sinh dầu sớm dưới 3.100
m (Hình 9).
Giếng khoan 07-3-C-1X, 136-D-1X nằm
trên Tuyến số 3, tại hai vị trí của giếng khoan
này mực nước biển dao động từ 300 - 800
m. Độ trưởng thành đá mẹ tại giếng khoan
07-3-C-1X có độ sâu từ 2.600 m, pha sinh
dầu dưới 3.300 m. Giếng 136-D-1X, độ sâu
đạt ngưỡng trưởng thành từ 2.400 m, vào
pha sinh dầu dưới 3.200 m và bắt đầu chạm
vào đới tạo khí ẩm - condensate độ sâu dưới
5.000 m. Khu vực trung tâm mặt cắt, đá mẹ
đã vào pha sinh khí khô độ sâu dưới 6.000 m
(đá mẹ Oligocene) (Hình 10).

Hình 7. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 1

Mô hình khảo sát cho thấy đá mẹ khu
vực bể Tư Chính - Vũng Mây đạt mức độ
trưởng thành cao hơn so với đá mẹ khu vực
phía đông bể Nam Côn Sơn. Nguyên nhân
gây ra sự khác nhau trên có thể ảnh hưởng
bởi đới tách giãn biển đông vị trí gần bể Tư
Chính - Vũng Mây.

Giếng khoan 130-F-1X khảo sát trên Tuyến 1 cho thấy đá mẹ đã
đạt ngưỡng trưởng thành sớm ở độ sâu dưới 2.000 m. Các pha trưởng
thành của đá mẹ trên mặt cắt phát triển hướng từ Tây Bắc sang Đông
Nam, tại vị trí trũng sâu phần lớn đá mẹ Oligocene đã trải qua các pha

Như vậy, với kết quả phân tích mẫu đánh
giá mức độ trưởng thành vật chất hữu cơ tại
giếng khoan cho thấy đá mẹ Oligocene và
Miocene đã trưởng thành có khả năng sinh
DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

31


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

đến sự khác nhau trên có thể xảy ra trong quá
trình khoan lấy mẫu bị sai sót (mẫu bị rơi vãi
ảnh hưởng đến độ sâu trong quá trình khoan)
hoặc do khâu xử lý nhiễm bẩn mẫu chưa sạch
hoàn toàn trong đo mẫu vitrinite.

131-G-1X

3. Kết luận

Hình 8. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 2
05-2-B-1X

Hình 9. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 6

07-3-C-1X, 136-D-1X

Khu vực giếng khoan nước sâu các lô
05-2, 07-3, 130, 131, 136 bể Nam Côn Sơn
và Tư Chính - Vũng Mây có mặt đá mẹ tuổi
Oligocene và Miocene dưới. Độ giàu vật chất
hữu cơ và tiềm năng sinh hydrocarbon của
đá mẹ ở mức trung bình đến tốt. Vật chất hữu
cơ vùng nghiên cứu chủ yếu chứa kerogen
loại II/III cho khả năng sinh dầu và khí. Đá mẹ
khu vực Lô 05-2 và 07-3 có nguồn vật chất
hữu cơ chủ yếu là thực vật bậc cao lắng đọng
trong môi trường oxy hóa. Tại giếng khoan
Lô 136 đá mẹ chứa vật liệu hữu cơ hỗn hợp
có sự tham gia của tảo và thực vật bậc cao.
Đá mẹ Oligocene phần lớn đã trưởng
thành nhiệt, đá mẹ Miocene dưới có các
ngưỡng trưởng thành khác nhau tùy khu
vực. Mô hình trưởng thành cho thấy các tập
đá mẹ này đã và đang trong quá trình sinh
dầu và khí. Đá mẹ Oligocene gần như trải
qua các pha tạo sản phẩm tại các trũng sâu,
trong khi một phần đá mẹ Miocene dưới đã
trưởng thành và vào pha sinh dầu sớm.
Tài liệu tham khảo
[1] Nguyễn Hiệp và nnk, Địa chất và tài
nguyên dầu khí Việt Nam, 2007.
[2] Nguyễn Thị Dậu, Phan Văn Thắng,
Phan Mỹ Linh, và Hoàng Nhật Hưng, “Quá
trình sinh dầu khí của đá mẹ khu vực đới

trũng Đông Bắc và phụ đới trũng trung tâm
bể Nam Côn Sơn”, Tạp chí Dầu khí, Số 1, tr. 14
- 22, 2015.

Hình 10. Mặt cắt trưởng thành vật chất hữu cơ, Tuyến 3

dầu, khí (trong đó đá mẹ Oligocene có mức độ trưởng thành cao hơn).
Tuy nhiên, kết quả mô hình dựa trên sự kết hợp các thông số cho thấy
độ sâu trưởng thành vật chất hữu cơ của đá mẹ dường như nông hơn so
với độ sâu trưởng thành của giá trị đo vitrinite (%Ro). Nguyên nhân dẫn
32

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

[3] Trịnh Xuân Cường và nnk, Minh giải
tài liệu địa chấn 2D Dự án điều tra cơ bản khảo
sát địa chấn 2D liên kết các bể trầm tích trên
thềm lục địa Việt Nam, 2019.
[4] Vietnam
Petroleum
Institute,
Geochemical evaluation of cutting samples
from 05-2-A-1X well, offshore Vietnam.


PETROVIETNAM

[5] Vietnam Petroleum Institute, Geochemical
evaluation of cutting samples from 05-2-B-1X well, offshore
Vietnam.

[6] Vietnam Petroleum Institute,
evaluation samples from 130-F-1X.

Geochemical

[7] Vietnam Petroleum Institute,
evaluation samples from 131-G-1X.

Geochemical

[8] Vietnam Petroleum Institute,
evaluation samples from 136-D-1X.

Geochemical

[9] Vietnam Petroleum Institute,
evaluation samples from 136-D-1X-ST1.

Geochemical

[10] Vietnam Petroleum Institute,
evaluation samples from 136-E-1X.

Geochemical

[11] Kenneth E.Peters, Clifford C.Walters, and
J.Michael Moldowan, “Biomarkers and isotopes in the
enviroment and human history”, The Biomarker Guide,
Cambridge University Press, Vol. 1, 2008.
[12] Wen-Yen Huwang and W.G.Meinschein, “Sterols

as ecological indicators”, Geochimica et Cosmochimica
Acta, 1979.

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF SOURCE ROCKS IN DEEP-WATER
WELLS IN NAM CON SON AND TU CHINH - VUNG MAY BASINS
Nguyen Thi Oanh Vu, Nguyen Thi Tuyet Lan, Phan Van Thang, Nguyen Thi Thanh Nga
Vietnam Petroleum Institute
Email:

Summary
The characteristics of source rocks in deep-water wells in Nam Con Son and Tu Chinh - Vung May basins were evaluated by geochemical
analyses such as Rock-Eval pyrolysis, TOC, GC, and GC-MS, etc. The organic richness and generative potential of Lower Miocene and Oligocene
source rocks in the study area vary from medium to good, and the types of organic matters are quite similar to those of the shallow wells
nearby. The maturity modelling shows that the Lower Miocene and Oligocene source rocks have been in the oil and gas generation phase.
Key words: Source rock, Lower Miocene, Oligocene, thermal maturity, Nam Con Son basin, Tu Chinh - Vung May basin.

DẦU KHÍ - SỐ 8/2020

33